+7 (495) 419-54-40
121357, г. Москва, ул. Верейская, дом 29, строение 134 Б/Ц «Верейская плаза 3», 7 этаж

Интервью генерального директора АО "РусГазДобыча" К. А. Махова ИА "Интерфакс"

21 апреля 2021 года

Пять лет назад компания "РусГазДобыча" появилась в ландшафте газовой отрасли как загадочный партнер "Газпрома". С тех пор о ней стало известно намного больше, как и о растущем масштабе проектов, в которых она задействована.

В своем первом интервью, которое генеральный директор АО "РусГазДобыча" Константин Махов дал "Интерфаксу", он рассказал о миссии, которую компания реализует в газовой отрасли, поделился видением трансформации газовой промышленности в процессе энергоперехода и прокомментировал состав совладельцев группы.

Капиталоемкая (стоимость только ЕРС-контракта на строительство газохимического комплекса в составе Комплекса по переработке этансодержащего газа (КПЭГ) составляет 12 млрд евро) и политизированная газовая отрасль получила еще один взгляд на перспективы развития, который не во всем совпадает с мнением других игроков.

 

- Совсем скоро, в 2023 году, Санкт-Петербург будет принимать мировой СПГ-конгресс. С момента, когда Россия выиграла право его проведения, меня волновал вопрос: а будет ли что нам на нем показать, кроме мало- и среднетоннажных производств? А ваш проект, получается, уже должен быть в высокой степени готовности.

- Конечно, к этому времени (конец 2023 года) первые очереди и ГПК, и ГХК будут уже в максимальной готовности.

В этом году в самое ближайшее время будут понятны сроки реализации проекта. Уже сегодня понятно, что мы обеспечены финансами по нему. Мы уже готовы говорить о поставке продукции, готовы работать над маркетингом. И если раньше было опасение у многих контрагентов, а построите ли вы, и будут ли у вас для этого средства, то теперь речь идет только о том, что мы его действительно построим в сроки, которые мы показываем.

 

- Давайте уточним. Вы показываете поочередный ввод линий завода СПГ в 2023-м и 2024 годах. В отчетах "Газпрома" мы читаем про 2024-й и 2025 годы. Как понимать эти подходы?

- "Газпром" говорит о поставках. 2023-2024 годы - это сроки механической готовности линий наших заводов. Они такими и остались, никто ничего не меняет. Но завод надо запустить, мы берем зазор на пусконаладочные работы, они достаточно серьезные, и, как правило, начинаются за полгода до готовности завода. Поэтому пуск линий на производственную мощность рассчитан на 2024-2025 годы.

 

- Когда необходимо открывать маркетинговую кампанию?

- Мы уже занимаемся этим. Этим занимается и "РусХимАльянс". В части СПГ занимается "Газпром экспорт", но и мы тоже. Ведется анализ и моделирование экономической эффективности различных сценариев сбыта СПГ. Но в СПГ чем быстрее ты начинаешь контрактоваться, тем меньше ты реализуешь гибкости и коммерческой ценности.

Обычно активный премаркетинг начинается после завершения работы по FEED (предпроектное проектирование - ИФ). Мы ожидаем FEED в конце апреля. Это, как правило, является сигналом для активной работы с конечными потребителями, трейдерами.

 

- Какие сейчас основные предпочтения в долгосрочном ценообразовании на СПГ и какие у вас приоритеты?

- В целом стратегии крупных игроков СПГ очень похожи. Это комбинация привязки к котировкам хабов (будь то европейские NBP, TTF или азиатский JKM) и привязка к нефти как базе портфеля.

Наша стратегия тоже достаточно стандартна: это комбинация длинных контрактов с конкретными крупными или глобальными игроками - дистрибуторами. Эти контракты могут длиться от пяти до 20 лет. Какая-то часть производства остается на споте, позволяя заниматься работой на конкретных клиентов, в том числе ловить более выгодные маржинальные продажи. О каких-то первых практических результатах премаркетинга, я думаю, можно будет говорить ближе к третьему-четвертому кварталу этого года.

 

- А ведь "Газпром" тоже уже заметный портфельный игрок. Может ли он сам выступить если не единственным, то якорным покупателем СПГ?

- Такая опция также рассматривается.

 

- Какую долю вы на спот резервируете?

- Всегда баланс между спотом и длинными контрактами. Длинные контракты дают душевное спокойствие, уверенность, что затраты будут возмещены. Но спот дает бОльшую коммерческую гибкость и позволяет увеличивать маржу. В конечном итоге это всегда решение акционеров. Чем больше хочется гарантий загрузки мощностей, комфорта в размещении объемов, работе с кредиторами, тем больше доля длинных контрактов.

Мы считаем правильным оставить коммерческую гибкость и зарабатывать чуть больше, резервируя под спот, скажем, 20-30%. Но это решение будет принимать позднее, исходя из текущей ситуации.

 

- Но по факту, наверное, завод будет работать с мощностью свыше проектных 13 млн тонн?

- Запас мощностей, как правило, составляет 10%. "Ямал СПГ" последние 2-3 года работает на 104-106% от проектной мощности.

Мы рассчитываем, что комбинация производственных факторов, сырьевой гарантии, логистики позволит нам раскручивать наши мощности на пять-десять процентов выше проектных. Проблем с навигацией у нас быть не должно. Не ожидаем мы и проблем со спросом, разумеется, с поправкой на сезонные перепады.

 

- Предложения по маркетингу СПГ могут включать в себя участие в капитале проекта?

- Пока нет.

 

- Также непосредственно в проекте СПГ могут проявиться другие участники, кроме "Газпрома" и "РусГазДобычи"?

- Пока нет, в этом нет необходимости.

 

- На "Балтийском химическом комплексе" вы уже начинаете стройку. Вам ничего не мешает начать маркетинг продукции?

- Чтобы выстраивать линейку полимеров, сначала надо провести маркетинговое исследование: какие рынки, логистика, потребность, какой рост, какие прогнозы. Мы это сделали. Пока что мы попадаем в них очень хорошо, учитывая последнюю динамику рынков.

 

- И как у вас контрактация идет по полимерам?

- Тут ситуация похожа на СПГ. Ты не можешь бежать слишком быстро. Никто на этом рынке не делает очень раннюю контрактацию, если тебя не давят банки: продай, продай, продай. Логика очень простая: чем раньше в цикле стройки ты продаешь, тем хуже условия получаешь. Мы не хотим терять деньги, лихорадочно продавая сейчас.

Мы в ближайшие пару недель будем защищать нашу маркетинговую стратегию на этот год, и я думаю, что какие-то вещи уже покажем на Петербургском международном экономическом форуме в июне.

Сейчас в работе более 100 компаний, с которыми мы ведем диалог о реализации. Они уже сейчас оперируют цифрами, которые кратно превосходят объемы нашего будущего производства. У нас очень позитивный отклик от заинтересованных компаний. По большому счету, это первая новая мощность такого размера непосредственно в "Большой Европе", на Балтике.

 

- Не рано ли будет спросить про возможные свопы в поставках СПГ? Мы видим, к примеру, как "Газпром" свопуетямальский газ с африканским.

- Разумеется, рассматривается такой вариант. Своп СПГ - это очень коммерчески охраняемая вещь. Будем ли мы использовать свопы, чтобы работать на максимальном количестве маржинальных рынков? Да. Как именно - пока слишком рано говорить. И не забывайте, что, если у нас будет, к примеру, долгосрочный контракт с каким-нибудь трейдером, он может свопировать все без нас.

С трейдерами по полиэтилену получается то же самое. Нам говорят: вместо того, чтобы везти из Америки в Европу, я лучше поставлю ваш, а свой полиэтилен такой же марки отдам в Латинскую Америку или Китай, где на логистическом плече я увеличу свою маржинальность.

 

- Как бы вы оценили такое явление, как контракт "зеленого СПГ"? И закладываете ли такую контрактную составляющую в свою маркетинговую стратегию, в вашу производственную цепочку? Надо же сертифицировать эмиссии от скважины, а у вас совсем новый проект.

- Конечно, мы закладываем все самые совершенные технологии в завод СПГ. У нас в конце апреля будет два FEED от лидеров рынка. Второе неоспоримое преимущество, что у нас газ на СПГ идет с газоперерабатывающего завода - есть возможность производить жидкий газ не только нужной жирности вплоть до чистого метана, но и создавать "зеленый СПГ".

Сегодня "зеленый СПГ" - одно из направлений, но нельзя исключать сценария, что оно может приобрести характер жестких стандартов. В конечном итоге место "зеленого СПГ" будет определяться двумя вещами - требованиями игроков рынка, конкретных покупателей, и требованиями регуляторов. Должно быть осознанное решение, идущее с рыночной или с регуляторной стороны. Любой из этих вариантов потребует от нас конкретных действий. Мы к этому, конечно, готовимся.2

 

- А пластик может ли быть "зеленым"?

- Есть два зеленых тренда в пластике. Первый - тот же самый полиэтилен (с той же самой экологической нагрузкой), который делается из этанола на основе растительного сырья, например, сахарного тростника. Он ничем не отличается от произведенного из газа, но называется "зеленым". Но чтобы вырастить этот тростник, нужно два ограниченных ресурса: пахотная земля и пресная вода. По сути, это мина под продовольственную безопасность многих стран. Именно поэтому энтузиазм по поводу "растительных" полимеров постепенно сходит на нет. Ниша останется, но, скорее всего, она будет очень ограниченной.

Второй тренд - биоразлагаемый пластик. Достаточно перспективное направление, но оно упирается в технико-экономическую эффективность таких решений. Как сохранить потребительские свойства полимеров, при этом превратив их в действительно биоразлагаемую субстанцию? Пока ни один из глобальных лицензиаров эту проблему полностью не решил.

Пока биоразлагаемый пластик себя до конца не оправдывает. Он не разлагается в положенное время. Композитные решения - пластик с растительными материалами - разлагаются до полимерной пыли, но эта пыль все равно остается пластиком, в биогеоценозе не участвует. Эстетически это будет выглядеть лучше, но полимерная крошка или пыль останется такой же. Полимерная пыль в чем-то еще хуже для природы - она проникает в почву, грунты, попадает в живые организмы и в итоге оказывается гораздо опаснее, чем те же пакеты.

Поэтому, в моем понимании, концепция "зеленых пластиков" должна быть не заменена, а дополнена концепцией тотального и правильного сбора пластиков и вторичной переработки. Это очень важно. Это способно если не озеленить, то "подзеленить" его.

Пластик - это прежде всего безопасность и комфорт людей. Эпидемия коронавируса, помимо прочего, показала, какую роль играют полимеры в обеспечении качества жизни миллиардов людей. Маски, перчатки и прочие санитарно-гигиенические средства защиты - это вещи, которые обеспечить может только пластик.

И призывы ограничить применение пластика, по большому счету, упираются в простое решение сложной проблемы - нежелание решать проблему утилизации. Необходимо с участием регуляторов выстраивать эффективную систему утилизации пластика - об этом говорят все лидеры отрасли.

 

- Во всем мире в контексте энергоперехода меняется отношение к природному газу. И подход вашей компании - в смене отношения к газу как к топливу на взгляд на него как на сырье - лежит в русле этой тенденции. Но достаточно ли только выделения жирного газа для трансформации газовой отрасли в соответствии с глобальными целями 2050 года?

- Стратегия энергоперехода и связанные с ней цели-2050, безусловно, носят глобальный и многокомпонентный характер. По сути, данная стратегия представляется процессом поэтапных улучшений и совершенствований. В этом плане наш проект комплекса по переработке этансодержащего газа выстроен целиком в данной парадигме. Одним из аспектов стратегии энергоперехода является курс на изготовление продукции более высоких переделов. Здесь ключевым этапом мы видим монетизацию продуктового потенциала "жирности" природного газа.

Первое и основное для нас - выделение и переработка этана в высокомаржинальный полиэтилен. Второе - выделение СУГов, которые используются в газохимии. Кстати - и это надо подчеркнуть особо - продукция газохимии из этана и СУГов характеризуется значительно меньшим углеродным следом, чем, например, старые технологии нафтового пиролиза в нефтехимии или экологически неоднозначная переработка угля в олефины. Мы также изучаем инвестиционную привлекательность переработки в химические продукты основного компонента природного газа - метана.

 

- Сейчас все в отрасли увлеченно говорят про водород. У вас как у газохимиков будет его непосредственное производство для собственных нужд. Но видите ли вы себя на рынке водорода?

- Водород производить не проблема. Свободный водород у нас и так появляется на пиролизе. Вопрос, как его транспортировать. Пока нет способов его транспортировки в сжиженного состоянии, нет судов, машин. В трубу запустить водород (закачать в газотранспортную систему и транспортировать с газом, а потом где-то вытаскивать) - начинается повышенный износ трубы, происходит водородное охрупчивание сталей.

Даже при наличии потребителя на сегодняшний день нет систем транспортировки и хранения большого объема водорода, нет соответствующей инфраструктуры. Водородная энергетика - тема перспективная. Но, скорее всего, это тема даже не завтрашнего, а послезавтрашнего дня.

 

- Теперь давайте переместимся с Балтики в Арктику. Тамбейское месторождение, Тамбейский кластер. Сверху это разрозненные резервуары, внизу - единый мощный пласт. Но это глубокий юрский горизонт, и "Газпром" юрский газ не добывал в таких масштабах.

- На сегодняшний день технологии уже шагнули достаточно для того, чтобы бурить юру. Юра интересна нам в первую очередь, потому что это жирный газ.

Однако там не только юра. Да, порядка 50% запасов сосредоточены в этих залежах, но 50% находятся выше - в традиционных пластах. Эти запасы наиболее изучены и полностью подготовлены к разработке.

 

- Сколько там жирных компонентов (C2+)?

- Достаточно большое количество. Тамбей не изведан еще до конца. Глубина залегания в районе 4 км. Мы пробурили на Семаковском месторождении скважину на 3663 м, правда, она наклонная. Там нет таких больших давлений как на Тамбее, но все современное оборудование и те буровые, которые бурили у нас, позволяют работать с юрскими пластами.

Мы с 2017 года занимаемся с "Газпромом" подготовкой к разработке этого месторождения. Это один из самых сложных проектов ввиду таких факторов, как, например, особенности геологического строения, наличие зон с аномально высоким давлением и общая неоднородность изученности месторождения.

На сегодняшний день мы подтвердили, что мы можем, создав совместное предприятие, разбуриться и дать промышленный газ в 2026 году. Сегодня речь идет об освоении в рамках месторождения трех лицензионных участков.

У нас есть понимание этапности разработки. Это позволит ускоренно запустить добычу углеводородов, а генерируемый денежный поток реинвестировать в следующие стадии развития проекта. Такой подход позволит также минимизировать риски и обеспечить возможность оперативной адаптации стратегии освоения с учетом конъюнктуры энергетических рынков.

Тамбей является основой вертикально-интегрированного проекта - от добычи до переработки, газохимии, производства СПГ - ресурсной базой для комплекса в Усть-Луге.

"Газпрому", конечно, интереснее чистый метан, мы рассмотрели несколько вариантов и в итоге предложили концепцию, позволяющую обеспечить максимально эффективную разработку пластов и получение сторонами СП целевых продуктов - метана и жидких углеводородов. Мы создали такую систему интегрированной добычи. У нас будет разбурено несколько скважин: часть будет глубоких скважин для юры, часть будет для традиционных вышележащих пластов - сеномана и валанжина.

Установка подготовки газа будет стоять на месторождении. Жидкие углеводороды и СУГи мы будем отгружать морем. Возможно, через Сабетту, что позволит значительно улучшить экономику порта. Отгрузка СУГов - это не так сложно, как СПГ, нет таких серьезных криогенопроводов. Все остальное подавать в ГТС - и метан, и этан. В одном потоке (на Бованенково, Ухту и дальше к нам на КС Славянскую), и разделять его уже там, где это будет необходимо.

 

- То есть сейчас под жирный газ с Надым-Пур-Таза выделяется специальная нитка. И для жирного газа Тамбея в системе "Бованенково-Ухта" тоже будет выделена специальная линия?

- Да. Мощностей Северного коридора - и по числу ниток, и по общему объему - хватит для того, чтобы обеспечить выделенный транспорт этансодержащего газа по модели, которая реализуется сейчас по центральному потоку. Этот вопрос, конечно, нужно нам обсуждать с "Газпромом", но фундаментально инфраструктура есть.

Наша модель и по Тамбею, и по Усть-Луге: мы - чемпион и адвокат максимальной монетизации жидких углеводородов, тогда как "Газпрому" комфортно работать с метаном.

Феномен сланцевой революции в США привел не только к росту производства метана, но и резкому росту добычи жидких углеводородов. Именно на этой базе они провели реиндустриализацию химической промышленности. У них было порядка 28-29 млн тонн по базовым полимерам, сейчас уже 41 млн тонн. Такого роста не было никогда.

В нынешнем проекте "Надым-Пур-Таз - Усть-Луга" "Газпром" занимается непростой работой, начиная с работы на готовых промыслах и модернизации ГТС до доведения жирного газа до Балтики, где наша задача - сделать на его базе большую газохимию. С Тамбеем модель фундаментально та же. Только добывать там сразу будет наше совместное предприятие.

Накопленных мощностей и ресурсов в России хватит надолго, но фундаментально успех - это, конечно, выделение жидких углеводородов и их использование в газохимии. B России производство этана - до недавнего времени всего 700 тыс. тонн в год - за последние 15 лет не менялось, цифры просто смешные. С нашим проектом Россия увеличивает производство и переработку этана почти в четыре раза. У нас этана очень много, поэтому чем больше мы его произведем и пустим на газохимию, тем лучше будет всем. Это вопрос ухода от сырьевой экономики, мы предлагаем производить более маржинальный продукт и поставлять уже продукцию с добавленной стоимостью.

 

- Все-таки газ Тамбея в какой-то части может пойти на сжижение прямо на Ямале?

- Мы пока не собирались строить на Севере мощности сжижения. Можно рассмотреть вариант строительства завода на плавучих модулях. Китайцы уже сделали такой модуль для Аргентины. Такой завод с инфраструктурой подходит к месторождению, сжижает и отгружает в суда без создания серьезной портовой инфраструктуры. Сейчас хорошо организовано модульное производство таких заводов, что дало довольно хорошую себестоимость на тонну продукции. Но опять вопрос - дешевизна газа на месторождении и дорогая логистика СПГ до потребителя или использование газотранспортной системы и строительство завода там, где морская логистика дешевле? Ведь недаром "НОВАТЭК" организует перегрузку в Мурманске, потому что в теплые воды везти газ арктическим судном ледового класса дороже, чем построить перегрузочный комплекс.

 

- Как будет продаваться газ Семаковского месторождения?

- У нас есть соглашение с "Газпромом" на реализацию газа и есть предварительные соглашения на реализацию непосредственно с конечными потребителями. Соответствующие договоры планируем заключить в 2021-2022 годах.

 

- В экспертном сообществе и медиа довольно четко сформировалось противопоставление ваших проектов и проектов ямальского/гыданского кластера СПГ. А есть ли этот антагонизм на самом деле?

- Никакой борьбы между этими проектами нет. Изначально продукция завода "Ямал СПГ", как заявляло его руководство и акционеры, в связи со сложностью перехода по Северному морскому пути была ориентирована на Азиатско-Тихоокеанский регион на 80% и только 20% на Европу. Наш завод со своим расположением, наоборот, ориентирован больше на Европу, Турцию, отчасти Африку. У нас самое низкое логистическое плечо, составляющее от $0,6 до $0,8 на mbtu (в Европу даже меньше). Наш завод - совместное предприятие с "Газпромом", и "Газпром" будет участвовать в выработке стратегии, куда СПГ удобнее поставлять. В Европе "Газпром" занимает всего около 40% газового рынка, и некоторые страны, такие как Испания, часть Италии, не имеют даже газотранспортной системы и будут наверняка использовать СПГ. То есть мы заходим с другой стороны. В Китай нам идти крайне сложно, и здесь нам будет сложнее конкурировать.

СПГ, как и нефть - это рынок чистой конкуренции. Здесь нет лобовой конкуренции как, например, среди производителей смартфонов. Просто на рынке появляется еще одна мощность. Также важно сказать, что и наш, и ямальский проекты крупнотоннажного СПГ находятся в первом квартиле на кривой затрат и, по сути, мы оказываем давление на низкоэффективных маленьких производителей.

Мы выходим на рынок, который, по большому счету, будет обязан расти. В этом смысле развитие ямальского кластера, как и наше развитие, скорее формирует сегмент, которого в России не было (не считая Сахалина), очень мощную национальную отрасль. Чем больше мы будем производить СПГ как Россия, тем дешевле он будет нам обходиться. В этом смысле все мы работаем на интересы российской экономики в целом. Здесь скорее межстрановая конкуренция.

 

- Если посмотреть, как создавалась долгосрочная программа развития СПГ в России, которая недавно была опубликована, в нее, как показалось, были попытки заложить определенный месседж. Проглядывались симпатии к одним проектам и пессимизм в отношении других проектов?

- Реальные проекты формируются запросами рынка и желанием их реализовывать со стороны собственника.

Мы уверены в своем проекте, имея надежных лицензиаров, подрядчиков, партнеров. Ближе к моменту реализации у рынка будет гораздо больше веры в то, что "эта стрела в полете" и уже точно попадет в мишень.

"Газпром" давно собирался построить Балтийский СПГ. Появился вопрос хорошей диверсификации поставок газа - это то, что не может сделать "Ямал СПГ", у него газ с месторождений идет непосредственно на сжижение с понятным составом: содержанием жирных и примесей. Решив строить газоперерабатывающий комплекс и рядом имея завод СПГ, мы получаем вариативность контрактации состава даже в зависимости от сезона. Например, нужно более жирный газ потребителю отправить - можно не сжижать СУГи, а домешать их для жирности в СПГ.

 

- Вы выбираете технологию сжижения из двух концепций?

- Один - Air Products + Technip, второй - Linde + Linde. Лицензиары - Air Products и Linde. Оба лицензиара достаточно известные, имеющие опыт. Они должны закончить в апреле, выдать свои проекты, плюсы и минусы, цифры. Мы будем смотреть на коммерцию, кто даст более приемлемые сроки и цифры в цене, тот и будет выбран.

Наряду с понятными технико-экономическими требованиями важную роль для нас здесь играют усилия лицензиара по локализации оборудования, по вовлечению в производственный процесс национального бизнеса.

При выборе вендоров и лицензиаров мы учитываем как технологическую, экономическую эффективность и надежность, так и разнообразные риски, в частности правовые, при заключении контрактных отношений. Переговоры с потенциальными поставщиками лицензий начались давно, так что у нас есть понимание, что они готовы поставить нам требуемые технологии.

 

- Насколько вы считаете выбор перспективной технологии сжижения защищенным от политических рисков?

- Лицензиары продают только лицензию. Как правило, они сами не занимаются ни производством оборудования, ни строительством заводов. Это делает инжиниринговый подрядчик или подрядчик, который будет выбирать, где верифицированные заводы могут его изготовить. Это могут быть как европейские, американские производства, так и китайские, индийские. Сейчас таких вариантов достаточно много, и я не вижу здесь проблем со строительством заводов. Все остальные комплектующие, например, для газоперерабатывающего завода, на 90 и более процентов изготавливаются в России, потому что уже давно верифицированы все производства.

 

- Как вы смотрите на эпизод с заводом СПГ в Норвегии в биографии Linde?

- Мы подробно изучали данный вопрос, и я бы не стал преувеличивать проблемы, которые были на Snoevit. Там впервые было применено охлаждение на морской воде. И это была не вина Linde, а скорее изготовителя криогенного оборудования, этих трубок, которые подверглись очень сильной коррозии из-за соленой воды. Они боролись с этим достаточно серьезно, было принято решение о замене поставщика, много изменений обвязки, но они все равно вышли из этого положения.

Нужно контролировать всех поставщиков оборудования. Linde опять же дает технологию. И еще не выбрано, Linde ли будет или APCI. И мы, конечно, не будем применять технологию охлаждения морской водой, потому что у нас есть огромное преимущество-газоперерабатывающий комплекс: у нас достаточно своего хладагента. Сердце нашего проекта - это газоперерабатывающий завод, а к нему уже "пристегивается" газохимический комплекс и завод СПГ. В этом смысле у нас все предпосылки сделать хороший, чистый СПГ-завод.

 

- Один из ключевых моментов производства полимеров - катализаторы. Каковы гарантии обеспеченности ими?

- Соглашение о катализаторах с компанией Univation мы изначально заключали как часть лицензионного контракта - оно заключено на пять лет и сейчас обсуждается продление до десяти. В этом смысле наши потребности по всей линейке абсолютно закрыты. Поставка катализатора идет не больше чем на полгода, каждые полгода корректируется в зависимости от того, какие марки полиэтилена востребованы рынком.

И если вопрос, есть ли у нас план B. Да, у нас есть план B, и в этом случае мы будем в состоянии обеспечить себя катализаторами.

 

- "СИБУР" вам конкурент?

- Приблизительно такой же ответ, как и с "НОВАТЭКом". У нас разные рынки сбыта: если Тобольск и Амур - это в основном Азия, то у нас это в основном Европа, Турция, Индия; разные линейки полимеров - они выпускают большую линейку полипропилена, мы его не делаем.

У "СИБУРа" подобное нашему производство будет только на Амуре. В Тобольске он работает с ШФЛУ, а не с прямым этаном. У нас достаточно чистый этан, то же самое у него будет на Амуре. Мы пошли по самым маржинальным маркам в связи с чистым этаном, и с "СИБУРом" не являемся конкурентами из-за разной логистики. Они скорее не повезут в Европу: с Амура или из Тобольска дорого.

Внутри у нас полимерный рынок достаточно небольшой, но профицитный. Да, мы создадим, может быть, какую-то конкуренцию на северо-западе, в центральной части РФ.

Когда мы оперируем глобальными рынками, нужно понимать, что все крупные игроки последнее время строят так называемые заводы первого квартиля - наиболее эффективные. Комбинация дешевого сырья, дешевой стройки, хорошей логистики помещает и нас, и "СИБУР" в тот самый первый квартиль по кривой затрат. Такие проекты конкурируют не между собой (почти все в этой зоне демонстрируют стопроцентную загрузку мощностей), а с "хвостом" - старыми маленькими нафтовыми пиролизами, "тенями прошлого". Если в целом загрузка мощностей в современной нефтегазохимии находится на уровне 85-87%, крупные проекты первого квартиля работают на 100% и более, "хвост" - на 60%. Крупные проекты не сталкиваются в лоб - они скорее работают на то, чтобы вытеснять с рынка неэффективные маленькие пиролизы, которые строились с 60-х годов.

У нас мощность пиролизной печи в пять раз превосходит то, что строили по нафте. Одна наша линия мощнее, чем некоторые заводы. У нас каждый реактор по полиэтилену 500 тыс. тонн в год. А в мире по-прежнему работают реакторы на сорок, шестьдесят, 80 тыс. тонн. Представляете масштаб и эффективность, которую мы можем реализовывать?!

 

- Вы сказали, что в связи с наличием чистого этана на входе БХК будет способен выпускать высокомаржинальные марки полиэтилена. Трудно ожидать от полиэтилена каких-то особых свойств. В конце концов, это всего лишь пакеты и пленка. Можно ли раскрыть, что такое этот высокотехнологичный премиальный полиэтилен и что из него производят?

- Да, появляются марки полиэтилена, которые можно без преувеличения назвать высокотехнологичными. К примеру, есть марки для полиэтиленовых пленок, которые позволяют производить упаковку с высокими барьерными свойствами, что существенно - в несколько раз - увеличивает сроки хранения пищевых продуктов. Кстати, в отличие от классической многокомпонентной барьерной упаковки, данные полиэтиленовые решения можно будет без проблем переработать на 100% во вторичный полимер.

Не стоит забывать и о таких, уже хорошо зарекомендовавших себя решениях, как пластиковые трубы для ЖКХ (газовые, ГВС, ХВС, водоотведения), нефтепромысловые трубы. Кроме того, есть перспективы использования пластиковых труб для транспортировки сырья.

Говоря о суперуникальном полиэтилене, упомяну про сверхвысокомолекулярный полиэтилен, который широко применяется и в космосе, и в 3D-печати, позволяет производить новейшие подшипники, строить современные причальные сооружения, изготавливать тросы прочнее стали - то есть создавать современные износостойкие и высокоэффективные решения.

 

- Что пошло не так в сотрудничестве с "НИПИгазом"?

- С "НИПИгазом" было два контракта. Первый - на проектные работы базового проекта по газоперерабатывающему заводу, второй - EPC-контракт на его строительство.

EPC-контракт вызвал много вопросов. В процессе проектирования, когда мы работали с "НИПИгазом", мы сами параллельно работали с поставщиками оборудования, лицензиарами. Газоперерабатывающий завод - это относительно несложный объект, которых в мире построено много. Мы в процессе проектирования пришли к определенным цифрам. Было достаточно серьезное обсуждение с "НИПИгазом", он рассматривал риски EPC-контрактования по-своему, мы рассматривали по-своему, не сошлись во взглядах, в результате чего контракт был расторгнут.

На сегодняшний день предварительный контракт заключен с Linde. Мы рассчитываем тоже на EPC-контракт. Они сделали расчеты, подписали обязывающую документацию на максимальную цифру - она значительно, меньше, чем с "НИПИгазом".

"НИПИгаз" подготовил проектную документацию, и мы прошли Главгосэкспертизу. Этот контракт тоже закончился. В любом случае все проекты строятся не по документации стадии "П", а по рабочей документации. А рабочую документацию уже будет делать Linde. С Linde мы купили институт "Салаватнефтехимпроект" и вместе на его базе создаем инжиниринговый центр.

 

- Институт переедет в Усть-Лугу?

- Нет, институт останется на своем месте. Какая-то группа PMC (ProjectManagementControl - ИФ), естественно, будет в Усть-Луге, уже есть филиал в Питере, основное останется в Салавате.

 

- Там порядка 300 человек работало, сейчас, наверное, увеличится численность?

- Мы все нарастим. Институт - это люди. Плюс есть достаточно большое количество подрядных организаций.

 

- Не могу не спросить про структуру акционеров "РусГазДобычи".

- У компании "РусГазДобыча" один акционер - "Национальная газовая группа". В ней присутствуют как юридические лица, так есть и пакет менеджмента.

 

- Так что это все же за юрлица?

- Мы раскрываем структуру контрагентам, которые подписывают с нами договор о неразглашении. Они проверяют все до самого низкого уровня и только после этого подписываются с нами.

Мы проходили duedilligence у ведущих западных компаний по всему, что сейчас контрактуется, у китайских банков, которые выдавали гарантии. Все прошли успешно, вопросов не возникло.

 

- Сколько сейчас в вашей группе занято персонала, сколько вам надо трудоустроить?

- У нас сейчас под тысячу человек работает (без подрядных организаций), это непосредственно персонал "РусГазДобычи", "РусГазАльянса", "РусХимАльянса" и "Балтийского химического комплекса". В перспективе у нас на Комплексе по переработке этансодержащего газа будут работать около четырех тысяч человек только непосредственно инженерно-технического персонала. На аутсорсинге еще будет привлечено приблизительно столько же. Учитывая, что у нас идет развитие добычного комплекса и Тамбея, численность персонала будет расти.

 

- С учетом масштаба проекта КПЭГ, очевидно, для его строительства потребуется значительное количество рабочих. Кто будет строить? Откуда будут эти люди?

- Да, для реализации проекта действительно потребуется значительное количество рабочих. Мы уже привлекаем местных рабочих и будем максимально увеличивать численность местных кадров, однако совершенно очевидно, что достаточного числа строителей необходимой квалификации нет не то, что в Ленинградской области, а, с учетом параллельной реализации на территории страны целого ряда крупных проектов, и в России в целом.

Также надо отметить, что мировые гранды ЕРС, работающие в различных регионах мира, собирают большие транснациональные команды. Это общемировая практика, так как силами рабочих одной страны задачу по большей части не решить. Вот, например, ЕРС-подрядчиком газохимического комплекса является китайская компания СС7. Соответственно, в проекте очевидно примут участие определенное количество китайских квалифицированных специалистов. Однако также в проекте в том или ином качестве примут участие и немцы, и турки, и представители целого ряда других национальностей.

 

- Очень хорошо представляем сложные вызовы рекрутинга, которые стоят, к примеру, перед Амурским ГПЗ. А насколько сложная это задача у вас?

- Нам немного проще. Мы находимся в 140 км от Санкт-Петербурга по хорошей трассе. До нашего комплекса в самую непогоду добираться меньше двух часов из центра Питера.

У нас рядом Кингисепп, в котором ВЭБ.РФ с нами и "РусХимАльянсом" реализует программу "умного города". Мы построим новый красивый микрорайон для сотрудников, которые будут работать на заводе, и их семей со всей инфраструктурой обеспечения. Плюс у нас рядом Европа.

Также у нас есть кадровая программа подготовки людей, идет постепенный процесс набора. Плюс работа с институтами, мы заключаем с ними договоры, будем заключать контракты со студентами, выпускниками, будет жилищная система стимулирования.

Кроме того, мы немного изменили структуру PMC на стройке: все, кто работает на стройке, постепенно перейдут в эксплуатацию. У нас уже сейчас руководители каждой установки непосредственно в момент стройки начинают отслеживать, и потом будут это все эксплуатировать.

 

- В отношении кадров с "Газпром переработкой" у вас нет "пакта о ненападении"?

- У нас же с "Газпромом" СП. Естественно, мы не будем оголять их производство. И к тому времени, когда мы построим комплекс, мы можем воспитать уже достаточно большой свой коллектив.

 

- У вас много работает людей из "НИПИгаза"?

- Да, у нас работают специалисты, которые когда-то были в НИПИ, потом ушли оттуда и уже после присоединились к нашей команде.

 

- Совсем недавно у "РусГазДобычи" появилась дочерняя компания в Башкортостане - ООО "РГД переработка Салават". И поскольку теперь мы понимаем, что у вас маленьких проектов не бывает, очень хочется спросить и про это начинание.

- "РГД переработка Салават" - это проект доверительного управления. В рамках данного проекта мы будем ориентироваться на развитие и модернизацию нефтегазохимических мощностей.

Важно отметить, что "РГД переработка Салават" - это часть нашей M&A-стратегии в нефтегазохимическом комплексе, в рамках которой мы изучаем и другие активы на территории России.

 

- В модели вашего комплекса мы видим примеры совмещенных процессов. Видите ли вы в концепции комплекса какие-то еще возможности для синергии? Ведь Усть-Луга - это огромный промышленный кластер, там и производители удобрений, и еще очень много переработки.

- Такие возможности есть. Мы создаем специально технопарк рядом с заводом, который будет заниматься дальнейшей переработкой полимеров, крупным и среднетоннажным производством следующих переделов (пленка, поддоны, пластиковые детали для техники, пр.). Если будет интерес у наших партнеров, мы можем развивать следующие переделы в непосредственной близости, потому что логистика имеет значение.

Также существуют перспективы переработки сжиженных углеводородов (пропан-бутана) в полипропилен. Мы хотим закрыть всю линейку крупнотоннажных полимеров, и полипропилен дополнит наш портфель. Мы видим, что на тех объемах газа, технологиях, расположении, которые у нас есть, нам нужно расширять линейку полиолефинов. Если мы этим будем заниматься, то это будет отдельный дополнительный завод в составе "Балтийского химического комплекса". Это будет завод практически равной мощности (сейчас там больше 2 млн тонн СУГов).

 

- Любой проект с самого начала продумывается с готовностью к масштабированию. Сейчас пока 13 млн тонн СПГ, а если заглянуть в будущее?

- У нас есть возможность построить еще один завод такой же мощности, есть территории. Встанет вопрос подвода дополнительного газа, так как, не меняя обвязку, мы можем только на 10% увеличить пропускную способность нашей трубы. Общезаводское хозяйство не потребует сильных изменений - у нас и электростанция будет своя, понижающие подстанции, и парогенерация, и котельные. Мы все строим с достаточно хорошим запасом. Фундаментально у нас нет никаких препятствий для масштабирования наших производств, по всей линейке - и СПГ и полимеров.

В принципе мы смотрим в различных направлениях, но сейчас все-таки используем консервативную модель. Весь фокус - чтобы вся эта махина пошла. Первостепенная задача - пройти критическую фазу этого проекта и потом уже двигаться дальше.

О масштабировании мы думаем уже сейчас, но практические вопросы будут зависеть от ситуации на рынке. Я думаю, что это все-таки за горизонтом 2023 года.

 

Ссылка на интервью на сайте ИА «Интерфакс»: https://www.interfax.ru/762148